Analisis de subestaciones

Indice: 1.

DATOS DE PARTIDA ................................................................................................3

2.

ANÁLISIS DE CONFIGURACIONES DE SUBESTACIONES................................3

2.1.

CONFIGURACIONES POSIBLES ........................................................................7

2.2.

ESTUDIO DE FIABILIDAD ..................................................................................9

2.2.1.

SIMPLE BARRA ..................................................................................................12

2.2.2.

SIMPLE BARRA PARTIDA CON SECCIONADOR O INTERRUPTOR DE

UNIÓN O DE ACOPLAMIENTO ......................................................................................14 2.2.3.

SIMPLE BARRA CON SECCIONADOR DE BY-PASS EN SALIDA ..............15

2.2.4.

JUEGO DE BARRAS SIMPLE CON BARRA DE TRANSFERENCIA ............16

2.2.5.

DOBLE JUEGO DE BARRAS .............................................................................18

2.2.6.

DOBLE JUEGO DE BARRAS CON SECCIONADOR DE BY-PASS...............19

2.2.7.

DOBLE JUEGO DE BARRAS CON BARRA DE TRANSFERENCIA .............20

2.2.8.

DOBLE JUEGO DE BARRAS CON DOS BARRAS DE TRANSFERENCIA ..21

2.2.9.

DOBLE JUEGO DE BARRAS CON DOBLE INTERRUPTOR .........................22

2.2.10.

TRIPLE BARRA ..............................................................................................23

2.2.11.

EMBARRADO EN ANILLO...........................................................................24

2.2.12.

INTERRUPTOR Y MEDIO .............................................................................26

3.

CONFIGURACIÓN ELEGIDA.................................................................................28

1

4.

CARACTERÍSTICAS GENERALES........................................................................29

4.1.

TENSIÓN NOMINAL ..........................................................................................29

4.2.

INTENSIDAD NOMINAL ...................................................................................29

4.3.

INTENSIDADES DE CORTOCIRCUITO...........................................................30

4.4.

NIVEL DE AISLAMIENTO.................................................................................31

4.5.

DISTANCIAS DE AISLAMIENTO .....................................................................32

4.6.

DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FASES POR CAUSA DEL TIPO DE

APARATOS A INSTALAR................................................................................................33 4.6.1.

SECCIONADORES ..............................................................................................33

4.6.1.

INTERRUPTORES ...............................................................................................34

4.6.2.

PARARRAYOS O AUTOVÁLVULAS ...............................................................34

5.

APARAMENTA ........................................................................................................34

5.1.

TRANSFORMADORES.......................................................................................35

5.2.

APARAMENTA CONVENCIONAL...................................................................35

5.2.1.

INTERRUPTOR....................................................................................................35

5.2.2.

SECCIONADOR...................................................................................................36

5.2.3.

TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD........................................................39

5.2.4.

TRANSFORMADORES DE TENSIÓN...............................................................40

5.2.5.

AUTOVÁLVULAS...............................................................................................40

6.

EMBARRADOS ........................................................................................................41

7.

ESTRUCTURAS........................................................................................................41

2

1.

Datos de partida

Son los datos a partir de los cuales se parte para hacer la subestación. El cliente es quien da la información necesaria para poder comenzar el proceso de diseño de la subestación. En este proyecto se tomaron como datos de partida: -

Tensión nominal: 230kV, 132kV, 66kV

-

Intensidad de cortocircuito: 32kA, 25.2kA, 25.2kA

-

Aceleraciones sísmicas (en caso de aplicación de esfuerzo sísmico): las aceleraciones sísmicas se toman como una fracción de la gravedad y depende del caso de estudio y del país donde se localice la subestación.

-

Esfuerzos por viento: se tomarán do valores de velocidad de viento: 120km/h y 160km/h.

2.

Análisis de configuraciones de subestaciones

El diseño de una subestación eléctrica consiste esencialmente en la distribución de

un

cierto

número

de

componentes

(transformadores

de

potencia,

transformadores de intensidad para medidas, interruptores, seccionadores, etc.), de acuerdo con las funciones a desarrollar y con ciertas reglas de espacio a respetar, respetando también el diagrama unifilar y el sistema de barras del sistema.

En la elección del tipo más adecuado de subestación para una aplicación determinada, influyen muchos factores. Entre estos se encuentra el nivel de tensión, la capacidad de carga, las consideraciones ambientales, las limitaciones de emplazamiento y las servidumbres de paso de las líneas de transporte; a parte, debe prever su futura ampliación sin la interrupción del servicio y permitir un funcionamiento flexible, con costes iniciales y finales reducidos.

3

Además los criterios para el proyecto pueden variar según los distintos sistemas.

Las condiciones que se imponen en el trazado de las líneas de transporte condicionan muchas veces el emplazamiento de la subestación y la disposición de los embarrados. El lugar elegido debe permitir la disposición adecuada de las líneas.

Para tener regularidad de servicio, las subestaciones deben evitar la interrupción total originada por fallo de interruptores o defectos en las barras y deben estar dispuestas de forma que la reanudación del servicio después de un fallo sea rápida.

Con el continuo aumento general en los costes de los equipos, mano de obra, terreno y preparación del emplazamiento, hay que esforzarse al máximo para elegir criterios que representen la mejor composición para satisfacer los requisitos del sistema con el coste mínimo.

Como los costes mayores de las subestaciones están constituidos por los transformadores de potencia, interruptores y seccionadores, la disposición del embarrado y de las conexiones determina el número de interruptores y seccionadores necesarios.

Una subestación eléctrica está comúnmente compuesta de un determinado número de circuitos similares, cada uno de los cuales suele incluir una sección del sistema de barras, una parte del conjunto de interruptores, transformadores, etc.; por esta razón es suficiente para determinar la configuración de la subestación eléctrica una parte básica del circuito en primera instancia y dejar los detalles para una etapa posterior del diseño.

4

El grado de complejidad en la configuración adoptada por una subestación eléctrica está también en el tamaño de la misma o, en otras palabras, en las tensiones que se manejan.

La manera más simple de unir un determinado número de circuitos, a una misma tensión todos, es hacer llegar todos a un sistema de barras colectoras.

Con el objeto de mejorar la seguridad, facilitar el mantenimiento y aumentar la flexibilidad de operación de los sistemas de potencia se han elaborado distintas configuraciones a lo largo de los años; cabe considerar diferentes soluciones según se de preferencia a los factores de regularidad del servicio, economía, seguridad y sencillez como consecuencia de la función e importancia de la subestación.

A parte pueden existir distintas disposiciones de una fase con respecto a otra, por ejemplo en un sistema de doble barra puede haber cuatro configuraciones distintas según la distribución de las barras de fase.

En este análisis de configuraciones hay que tener en cuenta lo que ocurre con la calidad del servicio y la seguridad tanto en la ejecución de las maniobras como de las instalaciones.

Es conveniente mencionar que la topología global del sistema es un elemento muy importante a tener en cuenta tanto para el grado de confianza del sistema como para la complejidad de las maniobras. En este sentido se sabe que:




Los sistemas radiales son de forma inherente los que menos calidad del servicio y seguridad aportan ya que una falta sobre las barras afecta a todas las líneas conectadas a ella.

5




Los circuitos en malla o lazo son mejores ya que cada carga en teoría se puede alimentar por dos trayectorias distintas.




Las redes son las que más calidad del servicio y seguridad aportan ya que cada carga se puede alimentar por varias trayectorias distintas, pero también son más caras.

Uno de los principales aspectos a considerar en el diseño de las subestaciones y, por tanto, en la disposición a usar es la calidad del servicio; se debe analizar la probabilidad de la falta en los diferentes elementos y en el arreglo de ellas en función de una continuidad deseada en el servicio que normalmente es regulada por un criterio de calidad del suministro.

La disposición de las barras colectoras es producto de un análisis de este tipo, que se conjuga también con la importancia que tendrá la subestación en la instalación o el sistema eléctrico del que forma parte.

6

2.1.

Configuraciones posibles

Las configuraciones de subestación que se tendrán en cuenta son las siguientes:

Tipo de configuración

Designación

Simple barra

SB

Barra partida

BP

Simple barra con by-pass

SB BP

Simple barra con barra de transferencia

SB BT

Doble barra

DB

Doble barra con by-pass

DB BP

Doble barra con barra de transferencia

DB BT

Doble barra con dos barras de transferencia

DB DBT

Interruptor y medio

IYM

Doble barra y doble interruptor

DB DI

Triple barra

TB

Anillo

AN

A continuación se muestran los elementos de potencia que componen cada una de las partes de los distintos esquemas.

7

AN

IYM*

DBDI

TB

DBDBT

DBBT

DBBP

DB

SBBT

SBBP

BP

SB

En una Posición de línea Interruptores

1

1

1

1

1

1

1

1

1

2

1,5

1

Seccionadores con P.A.T.

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

Seccionadores sin P.A.T.

1

1

1

1

0

1

0

0

0

3

3

2

Seccionadores pantógrafos

0

0

1

1

2

3

3

3

3

0

0

0

Transformadores de intensidad

3

3

3

3

3

3

3

3

3

6

4,5

3

Transformadores de tensión

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

Tramos Barras Principales

1

1

1

1

2

2

2

2

3

2

2

0

Tendido Alto

0

0

1

0

0

1

0

0

0

1

1

0

Posición de transformador Interruptores

1

1

1

1

1

1

1

1

1

2

1,5

1

Seccionadores sin P.A.T.

1

1

1

1

0

1

0

0

0

3

3

2

Seccionadores pantógrafos

0

0

1

1

2

3

3

3

3

0

0

0

Transformadores de intensidad

3

3

3

3

3

3

3

3

3

6

4,5

3

Tramos Barras Principales

1

1

1

1

2

2

2

2

3

2

2

0

Tendido Alto

0

0

1

0

0

1

0

0

0

1

1

0

Posición de barras Transformadores de tensión

3

6

3

3

6

6

6

6

6

6

9

0

Transformadores de intensidad

0

0

0

3

3

3

3

6

0

0

6

0

Autoválvulas

3

6

3

6

6

6

9

12

6

6

9

0

Seccionadores sin P.A.T.

0

1

0

2

2

2

4

7

0

0

8

0

Tramos Barra Principal

0

0

0

1

2

2

2

4

0

0

6

0

Tramos Barra Secundaria

0

0

0

1

0

0

1

4

0

0

0

0

Interruptor

0

0

0

1

1

1

1

2

0

0

2

0

8

* Para la configuración de interruptor y medio se divide el número de aparatos en un diámetro entre las dos posiciones que lo ocupan. Entre dos posiciones, hay tres interruptores y cada posición usa uno y comparten el de en medio.

2.2.

Estudio de fiabilidad

La fiabilidad de una subestación deriva de la probabilidad de que funcione correctamente, cumpliendo la misión que tiene encomendada. Esta misión es mantener la conexión entre nudos de generación y de suministro para permitir el transporte de energía.

Es evidente que una subestación será más fiable cuanto más lo sean los elementos que la componen, o cuanto más sistemas redundantes existan. Cualquiera de las dos opciones implica una mayor inversión en equipos, lo cual puede no ser económicamente viable. Por lo tanto, se debe llegar a un compromiso entre fiabilidad y economía.

Por otro lado, la finalidad a la que esté destinada una subestación influye en el nivel de exigencia, es decir, no se exige la misma fiabilidad a una subestación secundaria de 45 kV que a una de transporte de 400 kV. Como la fiabilidad de una subestación depende de la configuración de la misma, se comparará en este apartado la fiabilidad de las distintas configuraciones para seleccionar la disposición más correcta en cada caso.

Las subestaciones tendrán los siguientes elementos comunes: -

6 posiciones de línea.

-

No tienen ningún transformador (no se considera posición de transformador)

-

Todas las posiciones de línea tienen los mismos elementos

9

Los elementos que pueden provocar un fallo en la subestación que impida el funcionamiento de una línea son: -

Interruptor

-

Seccionador

-

Barras

Aunque en las subestaciones existen otros elementos que pueden ocasionar discontinuidades en el servicio (Trafos de intensidad, de tensión,...) un análisis de sensibilidad demuestra que su influencia en los índices de discontinuidad es pequeña.

Otras suposiciones son: -

El fallo de cualquier aparato de una posición de línea impide que funcione la línea, pero no impide que funcionen las barras

-

El fallo de cualquier aparato que conectado a un juego de barras impida que estas funcionen está recogido en la probabilidad de fallo de barras

-

No se tiene en cuenta el periodo de mantenimiento de los aparatos

Ante estas suposiciones se determinará la probabilidad de que funcionen un número determinado de posiciones.

El siguiente gráfico muestra la probabilidad de que funcione un número de posiciones en una subestación con seis posiciones de línea.

10

Disponibilidad de las posiciones según distintos esquemas 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60%

Simple Barra

Barra SB+ByP SB+B Partida ass Trans

Doble DB+ByP DB+B Barra ass Trans

DB+2 B DB+ 2 Trans Int

Triple Barra

Int y medio

Anillo

0

1.50%

0.06%

1.50%

1.50%

0.02%

0.02%

0.02%

0.02%

0.02%

0.00%

0.00%

0.00%

1

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

0.00%

2

0.03%

0.56%

0.03%

0.00%

0.02%

0.02%

0.00%

0.00%

0.00%

0.02%

0.00%

0.00%

3

0.52%

2.91%

0.52%

0.07%

0.35%

0.35%

0.05%

0.03%

0.00%

0.35%

0.01%

0.01%

4

5.27%

5.17%

5.27%

0.96%

4.17%

4.17%

0.67%

0.54%

0.03%

4.15%

0.22%

0.18%

5 28.50% 28.07% 28.50%

7.41%

26.29% 26.29%

6.00%

4.04%

2.78%

26.27%

3.13%

2.46%

6 64.18% 63.22% 64.18% 90.05% 69.15% 69.15% 93.26% 95.36% 97.16% 69.21% 96.64% 97.35%

11

A continuación se analizará cada una de las disposiciones, indicando las ventajas e inconvenientes de cada una. Se tendrán en cuenta en la descripción las siguientes características:




Fiabilidad.




Coste.




Operación.




Mantenimiento.




Ampliaciones futuras.

Es necesario realizar este estudio porque debido al tipo de configuración que se esté utilizando tendremos más o menos aparatos de corte y maniobra y ello conllevará a tener más o menos estructuras de soporte lo que me llevará a un mayor o menor coste en acero.

2.2.1. Simple barra Esta disposición es la más simple de todas y parte de una definición simplista de lo que es una subestación: “ punto en la red en el cual se conectarán diferentes circuitos eléctricos”.

Esta disposición no es segura ante una falta en barras o el mantenimiento de las barras o de cualquier aislador de éstas, ya que para cualquier revisión en los aparatos conectados a las barras debe ponerse fuera de servicio toda la instalación. Si la revisión se realiza en el interruptor de línea o en el conjunto interruptor-transformador, sólo debe ponerse fuera de servicio el aparato afectado, con lo cual quedaría sin servicio la instalación alimentada mediante dicho aparato.

12

Esta disposición no suele emplearse en las subestaciones principales porque carece de flexibilidad y está expuesta a una parada total. Se puede emplear en plantas generadoras termoeléctricas o hidroeléctricas con una capacidad relativamente baja y que no formen parte fundamental del suministro de energía eléctrica del sistema. También se suele emplear en niveles de tensión no muy altos ya que es una de las configuraciones más baratas.

Respecto a la operación, esta disposición es simple y cómoda de operar (abrir cualquier línea supone únicamente abrir su interruptor). Si se desea realizar mantenimiento de un interruptor de línea se pierde la línea y para mantener un trafo de protección y medida o un seccionador de barras se pierde toda la barra.

Realizar ampliaciones en esta subestación requiere que la dejemos fuera de servicio.

La probabilidad de que funcionen todas las posiciones en este tipo de configuración depende la calidad de los elementos que la componen, ya que deben funcionar todos.

El elemento más crítico de la subestación es el embarrado, ya que el fallo del mismo ocasiona la pérdida de toda la subestación. Este punto se repite en las otras configuraciones de barra simple

Esta es la configuración más sencilla que se puede realizar y por tanto la más barata; sólo lleva un interruptor y dos seccionadores por posición de línea y además como es muy compacta ocupa poco terreno. Comparando el resto de configuraciones con esta, se examinará que beneficios se obtienen de complicar más la subestación.

13

Puede tener algunas variantes como el uso de interruptores longitudinales que fraccionarían la barra ofreciendo algunas de las ventajas que tiene un sistema de doble barra; de esta forma se pueden reducir el número de circuitos que quedan fuera de servicio. En este caso la configuración se la subestación se llamaría barra

simple partida.

2.2.2. Simple barra partida con seccionador o interruptor de unión o de acoplamiento Esta configuración se diferencia únicamente de la barra simple en el seccionador que divide las barras en dos. Este hecho hace que exista una menor probabilidad de perder toda la subestación, ya que deberían fallar las dos barras; esto teniendo en cuenta que el seccionador o interruptor de unión o de acoplamiento esté abierto. En este caso se comportaría como dos subestaciones de simple barra distintas, si el interruptor de acoplamiento está cerrado la subestación se comporta como una de simple barra.

En caso de que fallase sólo una se aislaría la otra abriendo el seccionador. Esto se observa en la probabilidad relativamente grande de tener tres posiciones de línea en funcionamiento.

Normalmente este tipo de configuración se utiliza para reducir la corriente de cortocircuito en caso de que sea muy elevada.

Como el seccionador de acoplamiento está normalmente abierto, en caso de fallo de una de las semibarras se podrá mantener en funcionamiento la otra parte de la subestación y además se pueden separar las fuentes alimentadoras poniendo una en cada semibarra.

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Respecto a la operación, esta disposición es simple y cómoda de operar. Es sólo un poco más complicada que la de simple barra ( abrir cualquier línea supone únicamente abrir su interruptor). Si se desea realizar mantenimiento de un interruptor de línea se pierde la línea, y para mantener un trafo de protección y medida o un seccionador de barras se pierde sólo una semibarra, quedando en funcionamiento el 50% de la subestación.

Esta disposición se usa en media tensión, pero no se puede usar en alimentaciones críticas.

2.2.3. Simple barra con seccionador de by-pass en salida Con el fin de evitar uno de los inconvenientes de la simple barra, se instala en paralelo con cada módulo, un seccionador llamado de by-pass.

Esta disposición se diferencia únicamente de la de barra simple en que cualquier interruptor se puede aislar para su mantenimiento sin perder la continuidad si se cierra el seccionador de by-pass. Mientras el servicio esté por by-pass la instalación queda sin protecciones y en el supuesto de una perturbación dispararán los interruptores de cabecera de las líneas de alimentación.

El hecho de tener un seccionador no hace variar la probabilidad de funcionamiento o fallo de la subestación, ya que estos seccionadores sólo se utilizan en periodos de mantenimiento.

Debido a que no hemos contemplado los periodos de mantenimiento en nuestro análisis la disponibilidad es la misma que la de simple barra. Esta disposición tenía sentido antiguamente, cuando los tiempos de mantenimiento de los interruptores eran muy elevados y se corría el riesgo de dejar sin servicio la línea durante largos periodos de tiempo.

15

Este tipo de configuración está en desuso debido a que los periodos de mantenimiento de los interruptores son cada vez más cortos y esta configuración es más cara que la de simple barra, hay que comprar un seccionador más por línea.

2.2.4. Juego de barras simple con barra de transferencia Esta disposición es una evolución de las barras simples con by-pass. Es básicamente un sistema con barra simple al cual se le agregan una barra de transferencia y un módulo (interruptor y dos seccionadores de barras, pantógrafos generalmente) de acoplamiento entre ambas barras, facilidades para puentear cualquier interruptor bajo carga con la conservación de la protección del circuito que concierna; esta protección recae sobre el interruptor de acoplamiento entre barras y debido a esto sólo puede haber un circuito cada vez conectado a la barra de transferencia.

Si se quisieran mantener más interruptores simultáneamente se podrían instalar más barras de transferencia con módulos de acoplamiento pero esto no es rentable, en ese caso es mejor usar otro tipo de configuraciones (como dos barras principales).

El procedimiento es semejante a duplicar algunas funciones como el usado en un sistema de doble barra.

Esta configuración tiene una probabilidad de que funcionen todas las posiciones mucho mayor que las otras configuraciones de barra simple. Esto se debe a que la barra de transferencia se puede considerar como una posición de reserva para toda la subestación.

16

Cuando se retira de servicio un interruptor de un circuito para su mantenimiento, se emplea el interruptor de enlace de barras para mantener en tensión a ese circuito. A menos que se efectúe también transferencia en los relés de protección, los relés de la barra de transferencia deben de ser capaces de proteger las líneas de transporte o los generadores.

Esta se considera una solución poco satisfactoria debido a su baja selectividad. Otra solución satisfactoria consiste en conectar la línea y los relés de las barras a los transformadores de intensidad situados en las líneas en lugar de hacerlo a los interruptores.

Con esta disposición, el sistema de relés de la línea y de la barra no necesitan ser transferidos cuando se retira de servicio un interruptor de circuito para su mantenimiento, empleándose el interruptor de enlace entre barras para mantener el circuito en tensión.

Este esquema técnicamente se puede decir que es más cómodo y seguro ya que cada línea puede permanecer en servicio aún cuando su interruptor se encuentre fuera de servicio por mantenimiento o reparación ya que el interruptor de transferencia adopta estas funciones.

El hecho de la existencia de la barra de transferencia no reduce la probabilidad de fallo de toda la subestación, ya que un fallo en el embarrado supondría la pérdida de la subestación.

Aunque esta disposición es de bajo coste, no posee los altos grados de seguridad de servicio y flexibilidad requeridos por el sistema actualmente.

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2.2.5. Doble juego de barras Esta disposición es más compleja que las anteriores y se prefiere en las subestaciones eléctricas más importantes (red de transporte) de un sistema en donde no sólo se requiere realizar el mantenimiento o la revisión de la instalación sin la interrupción del servicio, sino que también se requiere el funcionamiento de algunas partes del sistema intercambiando las salidas indistintamente sobre las barras.

Cada circuito tiene la capacidad de conectarse a cualquiera de las dos barras, gracias a un módulo (interruptor y dos seccionadores de barras, pantógrafos generalmente) de acoplamiento entre ambas.

Todos los circuitos pueden trabajar con una barra o la mitad de los circuitos pueden funcionar desde cualquier barra. En el primer caso la subestación quedaría fuera de servicio en el caso de fallo de la barra o de interruptor. En el segundo caso sólo la mitad de los circuitos.

En algunos casos los circuitos funcionan con las dos barras y el interruptor de barras está normalmente cerrado.

La configuración de doble barra reduce la probabilidad de fallo de toda la subestación en dos órdenes de magnitud. La probabilidad de que no podamos trasvasar energía se reduce considerablemente, aunque mantenemos una pequeña probabilidad de fallo.

Las ventajas de la doble barra son las siguientes: -

Permite separar circuitos eléctricos reduciendo la corriente de cortocircuito.

-

Permite alimentar cualquier línea desde cualquiera de las dos barras.

18

-

Permite mantener la subestación funcionando al completo en caso de fallo de una de las barras.

Por otro lado, la probabilidad de que funcionen todas las posiciones de la subestación no se incrementa mucho con el doble embarrado, ya que la disponibilidad de la misma sigue dependiendo del interruptor de la línea.

También existe la posibilidad no nula de fallo de las dos barras, lo cual dejaría la subestación sin funcionamiento.

Respecto a la operación es más versátil que los sistemas de simple barra, pero las maniobras de seccionamiento se complican mucho, siendo posible que ocurran fallos del operario, daños y posible parada. La seguridad de servicio del esquema es relativamente baja.

Existen algunas variantes de este sistema como es el caso de seccionamiento longitudinal y el transversal que aumentan la flexibilidad de servicio y ofrecen algunas de las ventajas de las que se tienen con sistemas de barras triples.

2.2.6. Doble juego de barras con seccionador de by-pass Esta disposición consta de un doble juego con un by-pass en las posiciones de línea o de transformador, que puede alimentarse en cualquiera de las dos barras.

Presenta las ventajas apuntadas en los esquemas anteriores: reparto de cargas entre ambas barras, flexibilidad en las maniobras; lo que permite asegurar el servicio.

Por el contrario su montaje es más costoso y complicado y de igual modo la realización de las maniobras.

19

Al igual que con la barra simple con by-pass la disponibilidad de la subestación no se modifica con la adición de un seccionador de by-pass. Esto se debe a que no tenemos en cuenta en el estudio los periodos de mantenimiento de la subestación.

Esta

disposición

tenía

sentido

antiguamente,

cuando

los

tiempos

de

mantenimiento de los interruptores eran muy elevados y se corría el riesgo de dejar sin servicio la línea durante largos periodos de tiempo.

Esta configuración está en desuso debido a que los periodos de mantenimiento de los interruptores son cada vez más cortos y es más cara que la de doble barra, hay que comprar un seccionador más por línea.

2.2.7. Doble juego de barras con barra de transferencia Este tipo de embarrado dispone de un doble juego de barras donde se conectan las líneas y transformadores, a través de sendos seccionadores, y se dispone de un módulo (interruptor y varios seccionadores de barras, pantógrafos generalmente) de acoplamiento entre las barras principales y que permite además el uso de la barra de transferencia.

Esto da facilidades para puentear cualquier interruptor bajo carga con la conservación de la protección del circuito que concierna; esta protección recae sobre el circuito cada vez que está conectado a la barra de transferencia.

Si se quisieran mantener más interruptores simultáneamente se podría instalar más barras de transferencia con más módulos de acoplamiento y transferencia, como se verá a continuación.

Este esquema se puede decir que es más cómodo y seguro, ya que cada línea puede permanecer en servicio aún cuando su interruptor se encuentre fuera de

20

servicio por mantenimiento o por reparación ya que el interruptor de transferencia adopta estas funciones.

Con este tipo de esquema conseguimos dos objetivos, disminuir notablemente la probabilidad de fallo total de la subestación y aumentar la disponibilidad de la subestación completa.

Esta disposición tiene las siguientes ventajas: -

La barra de transferencia se puede utilizar como una posición auxiliar que permite la continuidad en servicio de una de las líneas en caso de que haya fallado el interruptor de línea.

-

La doble barra permite separar cargas para reducir la corriente de cortocircuito del nudo.

-

La doble barra asegura la continuidad en caso de fallar una de las barras.

Pero presenta el inconveniente de que las maniobras son bastante complicadas.

La probabilidad de fallo de las dos barras es muy pequeña pero no despreciable. Existen configuraciones mejores para asegurar la continuidad en servicio.

2.2.8. Doble juego de barras con dos barras de transferencia Este tipo de embarrado dispone de un doble juego de barras donde se conectan las líneas y transformadores, a través de sendos seccionadores, y se dispone de un módulo (interruptor y varios seccionadores de barras, pantógrafos generalmente) de transferencia, que consta de un interruptor y de 3 seccionadores y otro de transferencia y acoplamiento, que consta de un interruptor y de 4 seccionadores.

21

Esto permite el uso de las dos barras de transferencia, lo que da facilidades para puentear dos interruptores cualesquiera

bajo carga simultáneamente con la

conservación de la protección de los circuitos que concierna.

Esta protección recae sobre los interruptores de acoplamiento y transferencia entre barras y debido a esto sólo puede haber dos circuitos cada vez, conectados uno a cada barra de transferencia.

Utilizando una barra de transferencia para cada tres líneas aumentamos algo más la disponibilidad de la subestación. Mejora tanto la probabilidad de que funcione toda la subestación como que funcionen cinco líneas. La cuestión sería si este pequeño aumento de la fiabilidad merece el esfuerzo económico.

Esta configuración tiene las siguientes ventajas: -

La doble barra permite separar circuitos, reduciéndose la corriente de cortocircuito.

-

Se puede alimentar desde cualquiera de las dos barras.

-

Cada una de las barras de transferencia funciona como una posición de emergencia en caso de fallar el interruptor de línea. Están disponibles para el funcionamiento hasta dos líneas en las que halla fallado el interruptor de la posición.

2.2.9. Doble juego de barras con doble interruptor Este tipo de esquema tiene un cambio notable con los otros esquemas, ya que hasta ahora sólo se había utilizado un único interruptor por posición. Este hecho, unido a la utilización de la doble barra para evitar el fallo total de la subestación da lugar que la probabilidad de que funcionen menos de cinco líneas sea casi nula.

22

Normalmente cada circuito está conectado a las dos barras. En algunos casos, la mitad de los circuitos pueden trabajar con cada barra. En este caso, el fallo de una barra o interruptor ocasionaría la pérdida de la mitad de los circuitos.

Este sistema es usado generalmente en media tensión. En la práctica, no es que toadas las líneas dispongan de dos interruptores, eso sería muy caro; si no que se deja el hueco y existen varios interruptores de reserva, lo que permite sustituir por uno de estos el que se quiera revisar o reparar.

Algunas ventajas de esta configuración son: -

Existen dos interruptores por posición, por lo que la línea puede seguir funcionando en caso de fallo de uno de los dos interruptores.

-

La doble barra permite separar circuitos, pudiendo reducirse la corriente de cortocircuito del sistema.

-

Se puede alimentar una línea desde cualquiera de las dos barras.

-

Desde el punto de vista de la seguridad, puedo alimentar indistintamente cada una de las barras, lo que permite el mantenimiento de barras o interruptores. Cuando todos los circuitos están conectados a ambas barras el grado de seguridad es elevado.

El único punto algo negativo de esta configuración es que se mantiene una probabilidad no despreciable de fallo total de la subestación al fallar las dos barras, además de que el costo de esta configuración es bastante elevado.

2.2.10. Triple barra La configuración de triple barra consta de tres barras principales y un módulo de acoplamiento con un interruptor y cuatro seccionadores.

23

La configuración de triple barra reduce aún más la posibilidad de que falle la subestación al completo. Por otro lado, la probabilidad de que funcionen todas las posiciones es casi igual que la doble barra, ya que el fallo de las posiciones depende en gran medida de los interruptores de las líneas.

Esta configuración se podría usar en caso de que tengamos intensidades de cortocircuito muy altas. En este caso se podría dividir en tres grupos las líneas que llegan a cada punto.

Esta configuración es muy poco utilizada debido al alto coste de la misma, que viene principalmente de los seccionadores que hay que añadir (uno más por posición) y a la complicación de sus maniobras.

2.2.11. Embarrado en anillo En el esquema en anillo los interruptores están dispuestos con los circuitos conectados entre ellos. Hay el mismo número de circuitos que de interruptores. Durante el funcionamiento normal, todos los interruptores están cerrados.

Cuando se presenta un fallo en un circuito, se disparan dos interruptores y si uno de ellos no funciona, para aislar el fallo, un circuito más se disparará por la acción de los relés de protección de fallo de interruptor.

Esta disposición da una seguridad mayor que el sistema de barras simple debido a que da varias alternativas para trayectorias alrededor del anillo; sin embargo el resultado inmediato de una falta en las barras, estando los interruptores y seccionadores cerrados, es el mismo que para un sistema de barras simple ya que en un principio se pierden todos los circuitos.

24

La diferencia fundamental consiste en que una falta se puede aislar abriendo secciones de barra permitiendo la operación o restablecimiento de la mayoría de los circuitos, de manera que la continuidad de operación se puede aumentar seccionando de forma conveniente el anillo.

Durante el mantenimiento de un interruptor el anillo queda roto pero todas las líneas siguen en servicio.

Hay que tener cuidado en el proyecto para que los circuitos estén dispuestos de forma que las fuentes generadoras alternen con las cargas.

Cuando se produce una parada prolongada, puede abrirse el seccionador de línea y cerrarse el anillo. No son precisos cambios en los relés de protección para distintas condiciones de trabajo ni durante el mantenimiento.

Esta configuración tiene la mayor fiabilidad de todas según los criterios de estudio.

Esta fiabilidad se debe a las siguientes razones:

-

Las líneas son alimentadas por dos posiciones. En caso de fallo de uno de los interruptores de la línea puede seguir en funcionamiento.

-

No existen barras, por lo que desaparecen los elementos críticos. Para que se pierda la subestación es necesario que fallen varios elementos, con lo que disminuye la probabilidad de fallo.

Un sistema de anillo requiere un mayor espacio que un sistema de barras simple, particularmente cuando se duplican secciones de barras y por esta razón su uso está restringido a subestaciones de tensiones reducidas.

25

Esta configuración es de coste económico, posee buena regularidad de servicio, es seguro y flexible y normalmente se considera adecuada para subestaciones importantes hasta un máximo de 5 circuitos.

Tiene los inconvenientes de que el sistema de relés de protección es más complejo que en el caso de los esquemas anteriores y que no hay posibilidad de ampliación de la subestación manteniendo el servicio.

Es práctica común construir las subestaciones inicialmente en anillo, para convertirlas posteriormente en el esquema de interruptor y medio.

2.2.12. Interruptor y medio Esta disposición combina la seguridad inherente y facilidades de puenteo con interruptores de un sistema en malla con algunas de las flexibilidades que brinda el sistema de barras doble. Esta disposición, llamada a veces de triple conexión, tiene tres interruptores en serie entre las barras principales y dos circuitos están entre los tres interruptores.

Esta disposición se repite a lo largo de las barras principales, de manera que para circuito se emplea interruptor y medio.

Se emplea medio interruptor más por circuito que en el sistema de barras doble con tres seccionadores, pero se ahorra el uso de los interruptores de acoplamiento entre barras.

En condiciones normales de funcionamiento todos los interruptores están cerrados y las dos barras están con tensión. Se desconecta un circuito abriendo los dos interruptores que le corresponden y cuando se presenta un fallo en el interruptor de enlace quedará otro circuito fuera de servicio, pero no se producirá

26

la pérdida adicional de un circuito si el disparo de una línea incluye el fallo de un interruptor de barra.

Cualquiera de las dos barras puede quedar fuera de servicio sin interrumpir el funcionamiento de la subestación. Con los generadores colocados enfrente de los centros de consumo, se puede incluso trabajar con ambas barras fuera de servicio. El mantenimiento de los interruptores se puede hacer sin pérdida de servicio y mediante una maniobra sencilla en los seccionadores de los interruptores.

En este tipo de configuración se alcanza una probabilidad de funcionamiento de todas las posiciones parecida a la de doble interruptor, y reduciéndose además a un porcentaje despreciable la probabilidad de fallo total de la subestación.

En esta disposición se alcanza una probabilidad de funcionamiento de todas las posiciones parecida a la de doble interruptor, y reduciéndose además a un porcentaje casi despreciable la probabilidad de fallo total de la subestación.

La alta fiabilidad de la subestación deriva de las siguientes características: -

Posibilidad de interconectar directamente, sin pasar por barras de la subestación, las dos salidas de la línea asociada a tres interruptores (las dos líneas de un diámetro o calle)

-

Posibilidad de conectar cualquier línea a una u otra o a las dos barras a través de interruptor en todos los casos.

-

Cualquier diámetro hace las veces de calle de acoplamiento de barras.

-

En situación normal (todos los interruptores cerrados) no se pierde ninguna línea por defecto en una de las barras de la subestación.

-

Cualquier línea se puede mantener en servicio con defecto en uno de los dos interruptores ligados a ellas.

27

En un sentido el sistema de interruptor y medio es un arreglo multiseccionado en el canal cada par de circuitos se encuentra en una sección de barra separada (esto es lo que se denomina calle) y es posible operar este con cualquier par o grupo de pares separados del resto del circuito.

Sin embargo, para cubrir todas las contingencias de desconexión, los interruptores y otros equipos deben ser capaces de manejar corrientes de cargas combinadas de dos circuitos.

Esta configuración es de coste superior a otras, excepto la de doble barra doble interruptor. Sin embargo, es superior en regularidad de servicio, seguridad y flexibilidad.

Debido a su alta seguridad contra pérdidas de suministro el sistema de interruptor y medio es recomendable para subestaciones elevadoras asociadas a plantas generadoras y aquellas subestaciones en que se manejan grandes cantidades de potencia sobre circuito individuales.

3.

Configuración elegida

A la hora de elegir una configuración de barras, se ha realizado un pequeño estudio entre las ofertas realizadas en Soluziona en cada nivel de tensión en el que se realizará el estudio de las estructuras. Tras este estudio, se llegó a los resultados siguientes: -

Para subestaciones de 230 kV, la configuración más utilizada es Doble Barra.

-

En el caso de 132 kV, Doble Barra.

-

Para subestaciones de 66 kV, la configuración es Simple Barra.

28

4.

Características generales.

4.1.

Tensión nominal

La tensión nominal de cada uno de los sistemas debe ser un dato aportado por el cliente.

Las tensiones nominales más usuales dependen del país en el que se pretenda localizar la subestación.

Tensión nominal del Tensión máxima para

sistema kV

el material kV Europa

América

45

-

52

66

69

72.5

110

115

123

132

138

145

150

161

170

220

230

245

Los elementos se diseñan para la tensión máxima del material.

4.2.

Intensidad nominal

La intensidad nominal fija los esfuerzos térmicos que debe soportar una instalación eléctrica, en las condiciones de operación más desfavorables. Sirve para determinar la sección de los embarrados y las características de conducción de corriente de los interruptores, seccionadores, transformadores de medida, etc. La intensidad nominal puede ser suministrada por el cliente pero en caso de que

29

este dato no sea proporcionado por el cliente se puede obtener de la siguiente tabla de los valores estándar obtenidos de Unión Fenosa.

Potencia nominal por 245 kV

145 kV

72.5 kV

52 kV

Mínima (MVA)

300

100

50

33

Máxima (MVA)

600

185

90

62

circuito

La intensidad nominal en cada sistema, en función de los datos de esta tabla.

Intensidad nominal por 245 kV

145 kV

72.5 kV

52 kV

Mínima (A)

790

420

420

420

Máxima (A)

1575

790

790

790

circuito

El cálculo de la intensidades nominales de los embarrados se hará en función de las aportaciones de todas las líneas y transformadores conectados a las barras.

4.3.

Intensidades de cortocircuito

La intensidad de cortocircuito, en mi caso, es un dato proporcionado por el cliente. La intensidad de cortocircuito determina los esfuerzos electrodinámicos máximos que pueden soportar los embarrados y los tramos de conexión, siendo también una parámetro importante en el diseño de la red de tierra.

Las intensidades de cortocircuito que se tomarán son:

Intensidad de

230 kV

132 kV

66 kV

32

25.2

25.2

cortocircuito en kA

30

4.4.

Nivel de Aislamiento.

El nivel de aislamiento de una subestación se fija en función de la tensión nominal de operación, de las normas correspondientes y de los niveles de sobretensiones existentes en el sistema. Para hacer el diseño de una subestación es necesario determinar el nivel básico de asilamiento (B.I.L.).

Existen unos niveles de aislamiento estandarizados para las distintas tensiones de estudio del proyecto.

Tensión más

Tensión soportada

Tensión soportada

elevada para el nominal a impulsos nominal de corta duración

Distancia

Distancia

mínima

mínima fase-

material

tipo rayo

a frecuencia industrial

fase-tierra

fase

kV ef

KV cresta

kV ef

mm

mm

52

250

95

480

480

72.5

325

140

630

630

123

450

185

900

900

145

550

230

1100

1100

170

650

275

1300

1300

245

750

325

1500

1500

850

360

1700

1700

950

395

1900

1900

1050

460

2100

2100

31

4.5.

Distancias de aislamiento

Las mínimas distancias de aislamiento que he tenido en cuenta, han sido las del reglamento R.C.E. Debemos tener en cuenta que estas distancias cambian según la subestación se encuentre por encima o por debajo de 1000 m.s.n.m, a partir de los cuales hay que tener en cuenta la formación de hielo. En este proyecto la formación de hielo no afecta mucho debido a que los soportes soportan pesos de hasta 1000 kg y el peso adicional que se puede dar por hielo es despreciable. Según el nivel de tensión del que se esté hablando se tomarán las siguientes distancias de seguridad:

Subestación de 230 kV. A partir de los 1050 kV cresta, para el valor de la tensión soportada frente a impulsos tipo rayo en 245, y como ya se a dicho aplicando el R.C.E y para altitudes máximas de 1000 m.s.n.m, las distancias mínimas que se tomarán son: -

distancia mínima fase-tierra: 2100mm

-

distancia mínima fase-fase:

2100mm

Por cada 100 m que se superen los 1000m, hasta 3000m, se añadirán a esta cantidad 26.5 mm.

Subestación de 132 kV. A partir de los 650 kV cresta, para el valor de la tensión soportada frente a impulsos tipo rayo en 145, y como ya se a dicho aplicando el R.C.E y para altitudes máximas de 1000 m.s.n.m, las distancias mínimas que se tomarán son: -

distancia mínima fase-tierra: 1300mm

-

distancia mínima fase-fase:

1300mm

Por cada 100 m que se superen los 1000m, hasta 3000m, se añadirán a esta cantidad 16.5 mm.

32

Subestación de 66 kV. A partir de los 325 kV cresta, para el valor de la tensión soportada frente a impulsos tipo rayo en 72.5, y como ya se a dicho aplicando el R.C.E y para altitudes máximas de 1000 m.s.n.m, las distancias mínimas que se tomarán son: -

distancia mínima fase-tierra: 630mm

-

distancia mínima fase-fase:

630mm

Por cada 100 m que se superen los 1000m, hasta 3000m, se añadirán a esta cantidad 8 mm.

4.6.

Distancia mínima entre fases por causa del tipo de aparatos a

instalar A la hora de la disposición de la aparamenta en la subestación, es preciso tener en cuenta las limitaciones impuestas por los distintos fabricantes de aparamenta de los datos de partida de los parques:

4.6.1. Seccionadores Para un seccionador tripolar de tres columnas con apertura horizontal, y comprobando entre distintos fabricantes, se tiene:

Tensión (kV)

Mínima m

Máxima m

Longitud m

245

3.5

4.5

3.63

145

2.5

4.5

2.73

72.5

1.5

1.5

1.59

Para los seccionadores pantógrafos, tomando como fabricante MESA, no tengo limitación más restrictiva que la expuesta para los seccionadores horizontales.

33

4.6.1. Interruptores En el caso de los interruptores y dado que se tomará solamente un interruptor tripolar para 245 de Siemens, es obligatorio mantener: -

Distancia entre polos: 2.8 m.

-

Longitud: 0.8 m

-

Alto: 5.22 m

-

Ancho: 6.6 m

4.6.2. Pararrayos o autoválvulas En el caso de los autoválvulas, las distancias fase-fase y fase tierras a respetar, con anillo de guarda incluido son:

5.

Tensión kV

Distancias mínimas m

245

2

145

1.4

72.5

0.8

Aparamenta

A continuación se describirán los aparatos utilizados en las distintas posiciones. -

Seccionadores

-

Autoválvulas

-

Interruptores

-

Transformadores de intensidad

-

Transformadores de tensión

-

Tranformadores (a la hora del estudio de la estructura de soporte, este transformador no será tenido en cuenta ya que para su soporte se

34

utiliza una bancada y este tipo de soporte no es objeto de este proyecto).

5.1.

Transformadores

Los transformadores son uno de los elementos más importantes de la subestaciones de transporte y distribución ya que permiten elevar o descender el valor de la tensión según sea conveniente en cada caso.

Normalmente, a los niveles de tensión considerados en este proyecto, es el cliente el que da las especificaciones técnicas del transformador al fabricante para que éste pueda suministrarlo, debido a que según el tipo de subestación que se realice se necesitará un transformador de unas características determinadas.

5.2.

Aparamenta convencional

Como aparamenta convencional se entienden aquellos aparatos de corte, maniobra y medida.

5.2.1. Interruptor Es el elemento más importante, debe ser capaz de poder abrir el circuito en condiciones de carga y en condiciones de falta.

A la hora de seleccionar el tipo de interruptor que se instalará en la subestación, hay que tener en cuenta una serie de parámetros. 1.

Tensión nominal de la subestación

2.

Corriente nominal que circulará por la posición, si el interruptor se localiza en una posición, o por los embarrados, si el interruptor se encuentra entre barras.

35

3.

Nivel de aislamiento: que fija el aislamiento que deben soportar los elementos dependiendo de la tensión a la que se opere en la subestación.

4.

Frecuencia de operación de la red.

En este proyecto se usarán interruptores de intemperie para tensiones superiores a 66 kV.

Nivel de tensión (kV) Interruptor

230 3AP1-F1

132

245

de ABB LTB-D 170kV

66 ABB EDF SK36 84 kV

Siemens

Las esecificaciones técnicas se adjuntan en el anexo A.

5.2.2. Seccionador Los seccionadores son elementos que aseguran un corte visible entre circuitos. Estos elementos no pueden abrir en carga.

36

A. Seccionadores giratorios de tres columnas: Las estructuras soportes estudiadas serán para seccionadores giratorios de tres columnas. La siguiente tabla muestra las características generales de los seccionadores Mesa.

MESA Seccionador de 3 Columnas SG3CT 72/1250 SG3CT 145/2000 SG3CT 245/2000

Modelo Tension nominal

kV

72.5

145

245

Intensidad nominal

A

1250

2000

2000

Valor cresta de la intensidad

kA

80

100

125

Tensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 micros A tierra

kV

325

650

1050

entre contactos

kV

375

750

1200

Tensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 min A tierra

kV

140

275

460

entre contactos

kV

160

315

530

Aislador Altura según CEI

C4-325

C4-650

C4-1050

mm

770

1500

2300

kg

580

1505

2160

Peso

B. Seccionadores Pantógrafos: Se usan cuando

en una subestación, se deben conectar aparatos a varios

embarrados o tendidos altos en paralelo. El seccionador pantógrafo permite establecer una derivación, además ocupa menos superficie que el de columnas ya que se coloca directamente debajo de las barras. El seccionador pantógrafo se suele usar para niveles de tensión superiores o iguales a 132 kV, en este proyecto

37

para el nivel de tensión de 66 kV se tiene una configuración de Simple barra, por estas dos razones no se incluye en la aparamenta ni de 132 ni de 66kV.

La tabla siguiente muestra las características generales de los seccionadores pantógrafos elegidos.

Mesa Seccionador Pantógrafo Modelo Tensión nominal

SP-132/2000

SP-245/4000

kV

145

245

A

2000

2000

Intensidad nominal

Tensión de ensayo soportada a impulso rayo 1.2/50 micros a tierra

kV

650

1050

entre contactos

kV

750

1200

Tensión de ensayo soportada a frecuencia industrial 1 min a tierra

kV

275

460

entre contactos

kV

315

530

Aislador Altura según CEI Peso

C4-650

C4-1050

mm

1500

2300

kg

210

250

38

5.2.3. Transformadores de Intensidad Su función es la medida y la protección. El tipo de transformador que se utilizará será normalmente de doble secundario.

La relación de transformación será aquella que se ajuste a la intensidad nominal del sistema. La forma de ajustar es que se mida en el último cuarto de escala la tensión nominal del sistema, sin sobrepasar la intensidad nominal del aparato. La intensidad nominal del secundario será de 5 A de forma estándar, que es el valor común en España, también se podría usar el valor de 1 A como se hace de forma habitual en otros países.

Los equipos de medida, se montarán en uno de los secundarios. Se utilizarán normalmente equipos de una clase de precisión de 0.2S, para poder medir ente el 20% y 120% con error asegurado.

Los equipos de protección irán instalados en un secundario distinto a los de medida. La clase de precisión que se utilizará normalmente será de 5P20, pudiendo variarse el límite superior en función de la corriente de cortocircuito.

En el proyecto los transformadores de intensidad que se han elegido para realizar el estudio de la estructura son:

230 kV Transformadores

132 kV

de CA-245 Arteche

CA-145 Arteche

intensidad

39

66 kV CA-72 Arteche

5.2.4. Transformadores de tensión. Los transformadores de tensión tendrán varios secundarios para poder separar los circuitos de medida de los de protección.

La tensión nominal del primario será la tensión nominal del sistema fase-tierra, y la del secundario 110/√3 para cada uno de los secundarios, salvo que se indique lo contrario. El tipo de transformador a usar será de tipo inductivo hasta una tensión de 66 kV y capacitivo para tensiones mayores de 66 kV. En este proyecto se ha cogido tanto un transformador de tensión capacitivo como inductivo para cada tensión y como se verá más tarde a nivel de estructura no influye el tipo de transformador de tensión tomado porque las estructuras son iguales. Los transformadores de tensión elegidos son:

Transformador

230 kV

132 kV

66 kV

UTF 245 Arteche

UTE 145 Arteche

UTC 72 Arteche

DFK 245 Arteche

DBD 145 Arteche

DBD 72 Arteche

Inductivo Transformador Capacitivo

5.2.5. Autoválvulas Los pararrayos o autoválvulas escogidos en este proyecto, son suministrados por siemens. Salvo que se indique lo contrario, y según la recomendación de CEI 99-5, Recomendación para la selección y utilización de pararrayos, se utilizarán pararrayos preferentemente con una capacidad nominal de descarga de 10 kA. Los pararrayoe elegidos son:

Pararrayos (siemens)

230 kV

132 kV

66 kV

3EQ1

3EP4

3EP4

40

6.

Embarrados

Los embarrados deben ser diseñados en cada paso , en función de las características de la subestación. Los parámetros que más influyen a la hora de diseñar los embarrados son: -

Tensión nominal

-

Intensidad de cortocircuito

-

Nivel de asilamiento

En este proyecto se ha elegido la opción de utilizar tubo en lugar de cable. Antes de tomar esta solución se hizo un estudio de lo más utilizado en las subestaciones que se ofertan en la empresa Soluziona y también se consultó a personas especializadas en subestaciones.

Para calcular los embarrados se deberá determinar el diámetro del tubo, su sección y las distancias entre fase y tierra. Se deberá realizar un cálculo eléctrico y mecánico del conductor. Este estudio se incluye en los cálculos realizados en el proyecto ya que uno de los esfuerzos que influyen a la hora de dimensionar una estructura es el esfuerzo producido por cortocircuitos.

7.

Estructuras

Una vez que se tienen definidos los aparatos que constituirán la subestación y los tubos que formarán los embarrados, se pasará al cálculo de las estructuras soporte de la aparamenta.

El estudio de la estandarización de las estructuras soporte de la aparamenta se ha basado en la estandarización de las estructuras soporte de subestaciones realizadas por la empresa Soluziona. Del estudio de las subestaciones ofertadas por Soluziona se llegó a determinadas conclusiones:

41

1.

La configuración de embarrados en cada nivel de tensión es:

230 kV Configuración

132 kV

de Doble Barra

Doble Barra

66 kV

Simple Barra

embarrados

2.

Las estructuras sobre las que se va a hacer el estudio, serán estructuras

en apresillado . Se ha elegido esta opción sobre la opción de alma llena debido, a que estas estructuras son más ligeras y suponen un menor coste en acero. El caso de estructuras de celosía no se ha considerado debido a que no se ha encontrado ningún modelo de perfil sobre el cual hacer los estudios para la posterior estandarización.

3.

Un vez elegido el tipo de perfil que tendrá la estructura, se pasa al cálculo

de los esfuerzos que habrá que tener en cuenta para la estandarización de ésta. Este apartado será desarrollado con mayor detalle en la sección de cálculos.

4.

Tras saber los esfuerzos a tener en cuenta para poder realizar el análisis

de la estructura, se procederá a realizar dicho análisis. EL estudio de cada estructura, se ha llevado a cabo calculando los esfuerzos en tres caso diferentes: -.Caso uno: Tomando la normativa para estructuras metálicas de España: 

Velocidad del viento = 120km/h



Sin esfuerzo sísmico



Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en cuenta las distancias de separación.

42

-. Caso dos: Tomando normativa para estructuras metálicas de México: 

Velocidad del viento = 160km/h



Sin esfuerzo sísmico



Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en cuenta las distancias de separación.

-. Caso tres: Tomando normativa para estructuras metálicas de México: 

Velocidad del viento = 160km/h



Con esfuerzo sísmico y una sobrecarga sísmica de 0.5g, considerado para la zona B que se corresponde con grado de peligrosidad sísmica medio o alto y una seguridad media. Sobre la estructura se tomarán seis modos. En el estudio por sismo se considera que los esfuerzos verticales son despreciables frente a los horizontales que actúan en las direcciones X e Y.



Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en cuenta las distancias de separación.

La normativa empleada en cada caso es la que fija los coeficientes de ponderación que asignan la importancia que cada uno de estos esfuerzos tendrá en las distintas situaciones estudiadas. Atendiendo a la normativa empleada, los coeficientes de ponderación serán:



Caso uno: 1.33* Peso propio + 1.33* sobrecargas de uso + 1.5*esfuerzos de viento.



Caso dos: 1.1*Peso propio + 0.583*sobrecargas de uso + 1.1*esf de viento.



Caso tres: Este caso requiere dos comprobaciones de la estructura:

-

Cuando la dirección de vibración del suelo es en el eje X más acusada que en el eje Y:

43

-

1.1*Peso propio + 0.583*sobrecargas de uso + 0*esf de viento 1.1*esfuerzos eje X (sismo) - 0.33*esfuerzos eje Y

-

Cuando la dirección de vibración del suelo es en el eje Y más acusada que en el eje X:

-

1.1*Peso propio + 0.583*sobrecargas de uso + 0*esf de viento 1.1*esfuerzos eje X (sismo) - 0.33*esfuerzos eje Y

Terminado el análisis de las estructura, se comprueba que la estructura diseñada cumple los tres casos. Existen algunos casos en los que se obtiene una estructura distinta para el primer caso que para los otros dos, esto es debido a que las condiciones de los esfuerzos en el primer caso son mucho más leves que en el segundo y en el tercero. Cuando se ha dado esta situación se ha hecho un estudio del peso de la estructura y se ha comprobado que coger la estructura más resistente no suponía un encarecimiento muy grande en el coste del proyecto por lo que se ha procedido a la extrapolación de la estructura más resistente a los tres casos como se mostrará en los cálculos del proyecto.

En el caso de las estructuras de los seccionadores pantógrafos, se han seleccionado de alma llena porque son aparatos donde los esfuerzos debidos al viento son considerables y hacer una estructura en apresillado no supondría un gran ahorro en acero y además ocuparía bastante más espacio que el apresillado.

Para el caso del autoválvulas de 66kV no es factible hacer una estructura en apresillado, debido a que generaría problemas, a la hora de montar la estructura ya que las uniones entre los perfiles superiores horizontales y las columnas serían muy complicadas usando perfiles en L.

44

Indice:

1.

CÁLCULOS DE EMBARRADO.................................................................................. 47

2.

CÁLCULO ESTRUCTURAS ....................................................................................... 57

2.1.

ESFUERZOS POR VIENTO ................................................................................... 59

2.2.

ESFUERZOS POR CORTOCIRCUITO ................................................................ 60

2.3.

PESO PROPIO .......................................................................................................... 60

2.4.

PESO DEL APARATO ............................................................................................. 61

2.5.

ESFUERZOS PRODUCIDOS POR TERREMOTOS (SISMOS) ........................ 61

3.

ESFUERZOS EN APARATOS..................................................................................... 61

3.1.

SECCIONADORES .................................................................................................. 62

3.2.

AUTOVÁLVULAS.................................................................................................... 64

3.3.

SECCIONADORES PANTÓGRAFOS ................................................................... 65

3.4.

INTERRUPTORES................................................................................................... 67

3.5.

TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD........................................................... 68

3.6.

TRANSFORMADORES DE TENSIÓN.................................................................. 69

4.

ESTRUCTURAS PARA 66 KV .................................................................................... 72

5.

ESTRUCTURAS PARA 132 KV .................................................................................. 73

45

6.

ESTRUCTURAS PARA 230 KV .................................................................................. 74

46

1.

Cálculos de Embarrado

Para realizar el cálculo de los embarrados el estudio se ha basado en un documento existente en UNION FENOSA; “Normalización del diseño de Subestaciones Convencionales. Selección de conductores y aisladores”

Las normas aplicabas para la elaboración de este documento son: -

Reglamento

sobre

centrales

eléctricas,

centrales

y

centros

de

transformación. R.C.E -

Reglamento de líneas aéreas de alta tensión R.L.A.A.T.

A Características de los materiales a instalar. Los embarrados que se utilizarán en este proyecto serán de tubo de Aluminio. El tubo se utiliza por las razones expuestas en la memoria en el apartado 7 de embarrado y el material utilizado será el Aluminio por ser un material mas ligero que el cobre y más barato.

B Datos de Partida. 1.

Se empleará tubo en las barras principales y en las conexiones entre el aparellaje de las posiciones. En el caso de emplear cable se utilizará en los pendolones, en los tendidos altos y en las conexiones de los transformadores de potencia.

2.

El nivel de contaminación de las instalaciones será fuerte o menor, excluyendo el caso de nivel de contaminación muy fuerte, según normas UNE.

3.

La tensión máxima de los tendidos de conductores será de 2000 kg/fase, con una flecha máxima en general menor a 4% de la luz.

47

4.

La flecha teórica máxima de los tubos debido a su propio peso será como máximo de 1/300 de la luz.

5.

Las intensidades tanto nominales, como de cortocircuito se resumen en la siguiente tabla:

Intensidad nominal (A) Intensidad cortocircuito (kA)

230 4000 32

132 2000 25.2

66 1250 25.2

Tabla 1

Sabiendo la intensidad nominal podemos obtener el diámetro del tubo introduciéndonos en el gráfico de la figura 1 y que a su vez proviene de una estandarización de los diámetros de tubo comerciales según las intensidades admisibles que éstos soportan.

48

Figura 1

Tomando las intensidades nominales dadas en la tabla anterior se obtiene que:

Tensión (kV) Intensidad nominal (A) Diámetros exterior del tubo (mm) Diámetros interiores (mm)

230 4000 150

132 2000 100

66 1250 80

134

94

77

Tabla 2

49

Una vez que se tiene el diámetro exterior, el diámetro interior viene estandarizado como se puede ver en la siguiente tabla de tubos comerciales 6063-T6 según datos de INACASA.

Diámetro exterior De (mm) 40 60 80 100 120 150

Diámetro interior Di (mm) 37 57 77 94 106 134

Peso Qpi (kg/m) 0.489 0.745 1 2.468 6.710 9.631

Momento de inercia (m4) 3.367 E-8 1.18 E-7 2.85 E-7 1.076 E-6 3.982 E-6 9.024 E-6

Tabla 3

Esfuerzos mecánicos en tubos Es el factor básico a la hora de seleccionar el tipo de tubo a emplear que se puede descomponer en: -

-

Solicitaciones verticales: 1.

Peso del tubo

2.

Pesos adicionales (como pueden ser manguitos de hielo)

Solicitaciones Horizontales Transversales (esfuerzos de viento y cortocircuitos) Longitudinales (esfuerzos térmicos)

A la hora de cuantificar la carga a la que se ve sometido un tubo, a efectos de respetar la flecha máxima permitida 1/300 de la luz (por su propio peso), no se tendrán en consideración los esfuerzos de cortocircuito por su corta duración, ni la dilatación o contracción por esfuerzos térmicos ya que estos son absorbidos mediante el empleo de conexiones elásticas.

50

Los esfuerzos de cortocircuito si que se tendrían en cuenta a la hora de calcular el vano máximo. En este proyecto se tendrán en cuenta para el cálculo de estructuras, ya que es un esfuerzo que tendrá que soportar el aparato que sostiene la estructura soporte y por tanto será transmitido a ésta.

A continuación, se pasa a calcular los esfuerzos que soportará el embarrado:

Qvi =

De *P 1000

Q pi Qc Qti = (Q pi + Qc ) 2 + Qvi

2

Qvi = carga debida al viento sobre los tubos Qpi = Carga debida al peso propio Qc = Carga debida al cable que va por el interior del tubo del embarrado, ocupa 4/3 del vano y tiene como fin el amortiguamento de posibles vibraciones que puedan producirse en el tubo. En nuestro caso tomaremos como cable un Rail Duplex cuyo peso = 1.59kg/m Qti = Carga total mecánica que soportará el embarrado. P: presión debida al viento para conductores de diámetro mayor de 16mm según R.L.A.A.T.(50 kg/m2) para una velocidad de 120 km/h.

El efecto del hielo se dijo que no se tendría en cuenta para el cálculo de las estructuras porque no era significativo frente a los pesos de los distintos aparatos, pero en el caso de los tubos del embarrado, el hielo si hay que tenerlo en cuenta porque aumenta mucho el peso del tubo cuando se forma un manguito de hielo. El valor de la carga debida al manguito de hielo Qh (kg/m.) se ha calculado de acuerdo con R.L.A.A.T. mediante las siguientes expresiones:

51

Para una altura sobre el nivel del mar desde 500 hasta 1000 m:

-

Qh1=180*SQR(Di) E3

Di: Diámetro exterior (mm.)

Para una altura sobre el nivel del mar superior a 1000 m.:

-

Qh2=360*SQR(Di) E3

Di: Diámetro exterior (mm.)

Dado que siempre se emplea una conexión elástica en un extremo del tubo y la otra fija, el modelo a emplear será de viga libremente apoyada en un extremo y empotrada en el otro. En este caso, la expresión de la flecha máxima es:

f =

Q * L4 185 * E * I 1

 185 * E * I  3  L =   f *Q  f: flecha máxima (m.) Q: carga total exceptuando cortocircuito (kg/m.) L: longitud máxima del vano (m.) E: módulo de elasticidad del tubo (70*108 kg/m2) I: momento de inercia de la sección respecto a un eje perpendicular a la dirección del esfuerzo (m4)

Valorando primero la limitación impuesta para la flecha máxima de 1/300 de la luz por causa de los pesos propios del tubo (Qpi ) y del cable interior a él (1.443 kg/m2) se obtiene una primera limitación para las longitudes máximas de los vanos de tubos comerciales más usuales por esfuerzos estáticos, esto es: Di (mm). Di (mm) Q (kg/m) L (m)

80 77 2.443 7.95

100 94 3.911 10.58

Tabla 4

52

150 134 11.064 15.21

Tras el cálculo de la longitud de vano se pasa a comprobar los valores de flecha máxima total (debida a todos los esfuerzos estáticos presentes considerando las condiciones climatológicas más adversas Qti) que se obtiene para las longitudes máximas de dos vanos de la tabla anterior, para ello se han calculado el resto de cargas presentes. Los resultados son:

Di(mm) di (mm) L (m) Qvi (kg/m) Qh1(kg/m) Qh2(kg/m) Fo f1 f2

80 77 7.95 4 1.610 3.220 1/156 1/128 1/105

100 94 10.58 5 1.800 3.600 1/185 1/155 1/130

150 134 15.21 7.5 2.205 4.409 1/248 1/217 1/193

Tabla 5

Donde: fo = flecha máxima con sobrecarga debida al viento Qvi (altura sobre el nivel del mar < 500m) fl= flecha máxima con sobrecarga debida al viento Qvi y hielo Qh1 (altura sobre el nivel del mar entre 500 y 1000 m) f2= flecha máxima con sobrecarga debida al viento Qvi y hielo Qh2 (altura sobre el nivel del mar superior a 1000 m)

Se comprueba con los resultados anteriores que el caso más desfavorable se da para tubo de 80/77 con una altitud sobre el nivel del mar mayor de 1000m, y con sobrecargas debidas a manguito de hielo y viento de 120 km/h incidiendo horizontal y perpendicularmente a la superficie del conductor, obteniéndose una flecha máxima menor de 1/100 de la luz, que se puede contrarrestar cómodamente con la contraflecha que se da a los tubos en el periodo de montaje.

53

Se concluye de esta parte del estudio que no existe ninguna otra limitación por esfuerzos estáticos aparte de la ya mencionada.

Esfuerzos por cortocircuito en el propio tubo A la hora de evaluarlos se ha considerado el caso más desfavorable: -

Cortocircuito de resistencia nula, circuito puramente inductivo.

-

Red de potencia infinita.

-

Circuito en tensión pero sin carga en el momento de la falta.

-

Falta bifásica asimétrica que es el caso más desfavorable.

Partiendo de la Ley de Laplace, particularizada para falta bifásica asimétrica, y conductores cilíndricos paralelos, se tiene la siguiente expresión:

I cc2 Qcc = 16,32 e Icc: Intensidad de cortocircuito (kA) e: Separación entre fases (cm)

54

Con los datos de intensidad de cortocircuito ya mencionados se obtiene la siguiente tabla:

230 kV 41.77

Carga de cortocircuito(kg/m)

132 kV 34.34

66 kV 69

Tabla 6

Para igualar el valor máximo de la fatiga al valor mínimo del límite elástico y así aprovechar al máximo el material (dado que la falta persiste poco tiempo debido a la rápida disminución de la corriente), es imprescindible calcular el esfuerzo mecánico total al que se ve sometido, componiendo con los esfuerzos por cortocircuito los esfuerzos estáticos ya cuantificados en el apartado anterior (sin considerar manguito de hielo), esto es:

Qt =

(Q

+ Qc ) + (Qv + Qcc ) 2

p

2

El valor del límite elástico mínimo para tubos de aleación de aluminio es:

σadm = 21*106 (kg/m2),

y la fatiga a la que están sometidos los conductores ( con el centro de gravedad de la sección transversal a la mitad de la altura) se calcula mediante:

σ trb =

M *D 2* I

(kg / m)

D: diámetro exterior (m) I: momento de inercia de la sección respecto a un eje perpendicular a la dirección del esfuerzo (m4)

55

M: momento máximo en el centro del vano para viga simplemente apoyada (kg*m)

El valor del momento máximo responde a la expresión:

Qt * L2 M= 8 L: longitud del vano (m) Qt: carga total (kg/m)

Finalmente, se igualan las expresiones de las fatigas admisibles y de trabajo, y se obtiene la expresión de las longitudes máximas de vanos por esfuerzos dinámicos de cortocircuito en el propio tubo:

L=

σ adm 8 * 2 * I

Qt (I cc * e ) * D

e: distancia entre fases de 1.5, 3,ó 4 (m), se han escogido estos valores como un modelo entre las diferentes distancias entre fases que se pueden dar en cada nivel de tensión.

Los datos de partida para las intensidades de cortocircuito son: -

32kA (80% del aparellaje ) en 220kV .

-

25kA (80% del aparellaje ) en 132kV y en 66 kV

Para las distintas separaciones entre fases se obtienen los siguientes valores para las longitudes máximas de vanos en metros , por esfuerzos de cortocircuito en el propio tubo:

Tipo de tubo Un = 220 kV e= 3,5 m Icc= 32 kA

80/77

56

100/94

150/134 24

Icc= 25kA Un = 132 kV Un = 66 kV Icc = 25 kA

e= 3,0 m e= 1.5 m

9.6 4.5

Tabla 7

2.

Cálculo Estructuras

Para el cálculo de las estructuras se tendrán en cuenta los siguientes esfuerzos: -

Esfuerzos de cortocircuito.

-

Peso propio de la estructura

-

Peso del aparato

-

Esfuerzos de viento sobre los tubos.

-

Esfuerzos de viento sobre el aparato.

-

Esfuerzos de viento sobre la estructura.

-

Esfuerzos producidos por sismos.

A la hora de realizar el estudio de las estructuras frente a estos esfuerzos, se han elegido tres casos de estudio, los coeficientes de ponderación de los distintos esfuerzos han sido ya expuestos en la memoria:

-

Caso uno: Tomando la normativa para estructuras metálicas de España:

•

Velocidad del viento = 120km/h

•

Sin esfuerzo sísmico

•

Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en cuenta las distancias de separación.

-

Caso dos: Tomando normativa para estructuras metálicas de México:

•

Velocidad del viento = 160km/h

•

Sin esfuerzo sísmico

57

•

Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en cuenta las distancias de separación.

-

Caso tres: Tomando normativa para estructuras metálicas de México:

•

Velocidad del viento = 160km/h

•

Con esfuerzo sísmico y una sobrecarga sísmica de 0.5g, considerado para la zona B que se corresponde con grado de peligrosidad sísmica medio o alto y una seguridad media. Sobre la estructura se tomarán seis modos. En el estudio por sismo se considera que los esfuerzos verticales son despreciables frente a los horizontales que actúan en las direcciones X e Y.

•

Fuerza de cortocircuito correspondiente a cada nivel de tensión y teniendo en cuenta las distancias de separación.

El estudio de la estructura se ha llevado a cabo mediante el programa de cálculo de estructuras Cype Arquitectura, Ingeniería y Construcción y dentro de los subprogramas que engloba, se ha utilizado el Metal – 3D.

Los esfuerzos que intervienen en cada estructura depende mucho de la subestación de la que se trate (nivel de tensión, distancia entre fases, distancia entre la distinta aparamenta) y del aparato que soporte.

Las estructuras que se han realizado son en apresillado, ya que suponen un ahorro de material con respecto a las estructuras de alma llena y también porque en las ofertas consultadas en la empresa SOCOIN, hay más casos de estructuras apresilladas que en celosía que era la otra opción a tener en cuenta.

58

2.1.

Esfuerzos por viento

Los esfuerzos por viento, son los producidos por el viento al incidir sobre los tubos del embarrado, la estructura soporte analizada y sobre el elemento que está soportando la estructura.

Para calcular los esfuerzos por viento sobre la estructura y sobre el aparato se ha tenido en cuenta la presión ejercida por el viento sobre el área proyectada de la estructura y del aparato. Los esfuerzos han sido calculados mediante la fórmula:

Fv = Pv * S p Pv = Presión ejercida por el viento sobre superficies planas y que depende de la velocidad de éste. v = 120 km/h

Pv = 100 kg/m^2

v = 160 km/h

160 2 Pv = P120 * = 177.8 kg/m^2 120 2

Sp = Área proyectada de la estructura o el aparato y que logicamente dependerá de la estructura y el aparato que se esté analizando.

Para el cálculo de la fuerza del viento sobre los cables, se ha tomado la ecuación proporcionada por el R.L.A.A.T por el que :

Fv ,c =

Di * Pc 1000

Pc = presión ejercida por el viento sobre los cables. Se obtiene a partir de la velocidad del viento y según las especificaciones del reglamento: v = 120 km/h

Pc = 50 kg/m^2 porque el diámetro de los tubos es mayor de

16mm v = 160 km/h

160 2 Pc = P120 * = 88.9 kg/m^2 120 2

59

2.2.

Esfuerzos por cortocircuito

Estos esfuerzos aparecen cuando se produce un cortocircuito en el embarrado. El esfuerzo de atracción o repulsión provocado por el cortocircuito, se transmite al elemento de corte o maniobra (que esté conectado al embarrado) y éste lo transmite a la estructura soporte.

En este proyecto se ha considerado el caso más desfavorable de cortocircuito que es, una falta bifásica asimétrica y se calcula mediante la ecuación empleada en el cálculo de embarrados:

Qcc = 16,32

I cc2 kg/m e

Esta ecuación nos da la carga por unidad de longitud para hallar la fuerza lo único que queda por hacer es multiplicar este resultado por la longitud de separación entre los aparatos conectados al embarrado. Esta separación depende del nivel de tensión en el que se está haciendo el estudio y de la disposición de los elementos conectados al embarrado. Los esfuerzos de cortocircuito, son esfuerzos que tienen una corta duración pero que debido a que son esfuerzos bastante importantes hay que tenerlos en cuenta a la hora de hacer el cálculo de la estructura.

2.3.

Peso propio

El peso propio es el peso de propia estructura. Usando el Cype es el propio programa el que estima el peso de la estructura y lo tiene en cuenta al ahora de realizar el análisis.

60

2.4.

Peso del aparato

Es el peso del aparato que deba soportar la estructura y se obtiene de las especificaciones técnicas de cada una de los aparatos.

2.5.

Esfuerzos producidos por terremotos (sismos)

Los esfuerzos producidos se considerarán solo en la dirección horizontal, ya que la aceleración en la dirección vertical es despreciable con respecto a la dirección horizontal.

Los esfuerzos sísmicos se han tomado en el tercer caso, que es el más desfavorable y bajo la normativa de México, ya que en España la sismicidad es muy leve.

A la hora de tener en cuenta los esfuerzos sísmico se distinguen tres zonas: -

Zona A: zona de alta peligrosidad sísmica

-

Zona B: zona de peligrosidad sísmica media-alta

-

Zona C: zona de peligrosidad sísmica baja

En este proyecto se han situado las estructuras en la zona b y con un nivel de seguridad alto.

A continuación se expondrán los resultados del cálculo de esfuerzos en las estructuras.

Esfuerzos en aparatos

61

3.1.

Seccionadores

Se puede observar que los seccionadores escogidos son con puesta a tierra, puede darse el caso que el seccionador sea giratorio pero carezca de puesta a tierra, en cuyo caso la única diferencia a nivel de estructura es que el segundo caso sería un poco más ligero y la estructura calculada será válida para los dos caso.

MESA Seccionador de 3 Columnas SG3CT 72/1250 SG3CT 145/2000 SG3CT 245/2000

Tabla 8

62

Con las especificaciones técnicas de los seccionadores se calculó la superficie proyectadas que estos oponían a la dirección en la que soplaba el viento y se obtuvieron los siguientes resultados:

230 (kV)

132 (kV)

66 (kV)

Superficie proyectada (m2)

1,67

1,57

1,23

F (P=100kg/m2)(N) F (P=177,7kg/m2)(N)

1.638,56 2.911,72

1540,56 2.737,58

1205,4 2.142,00

Tabla 9

Las fuerzas de cortocircuito calculadas en cada caso serán:

Carga de cortocircuito(kg/m) Longitud de separación (m) Fuerza de cortocircuito (kN)

230 kV

132 kV

66 kV

41.77

34.34

69

2.5

3

1.5

1.025

1.015

1

Tabla 10

Los esfuerzos sísmicos, son estudiados con la ayuda del CYPE (en todos los casos) ya que son esfuerzos complicados a la hora de tenerlos en cuenta y se necesita hacer un análisis modal.

63

Los esfuerzos debidos al peso del seccionador serán:

Peso (kg) Peso (N) Por columna

230 (kV) 2160 21168 2352

132 (kV) 1505 14749 1638,77778

66 (kV) 508 4978,4 553,155556

Tabla 11

3.2.

Autoválvulas

Pararrayos (siemens)

230 kV 3EQ1

132 kV 3EP4

66 kV 3EP4

Tabla 12

Los esfuerzos producidos por el viento son:

230 (kV)

132 (kV)

66 (kV)

Superficie proyectada (m2)

0,154

0,273

0,273

F (P=100kg/m2)(N) F (P=177,7kg/m2)(N)

150,1 266.7

267,5 475,6

267,5 475,6

Tabla 13

64

Los esfuerzos por cortocircuito son:

Carga de cortocircuito(kg/m) Longitud de separación (m) Fuerza de cortocircuito (kN)

230 kV

132 kV

66 kV

41.77

34.34

69

2.5

3

1.5

1.025

1.015

1

Tabla 14

Los esfuerzos producidos por el peso de las autoválvulas son:

Peso (kg) Peso (N)

230 (kV) 2160 21168

132 (kV) 1505 14749

66 (kV) 508 4978,4

Tabla 15

3.3.

Seccionadores pantógrafos

Como ya se ha dicho, en este proyecto se han usado seccionadores pantógrafos solamente para los niveles de tensión de 230 y 132 kV porque en el caso de 66 kV, no se suelen usar.

Mesa Seccionador Pantógrafo

Modelo

SP-132/2000

Tabla 16

65

SP-245/4000

Los esfuerzos producidos por viento son:

230 (kV)

132 (kV)

0.8832

0.678

865 1540

664.4 1181.4

Superficie proyectada (m2) F (P=100kg/m2)(N) F (P=177,7kg/m2)(N) Tabla 17 Los esfuerzos de cortocircuito son:

230 kV

132 kV

41.77

34.34

4

3

1.64

1.015

Carga de cortocircuito(kg/m) Longitud de separación (m) Fuerza de cortocircuito (kN)

Tabla 18 Los esfuerzos producidos por el peso del seccionador pantógrafo son:

Peso (kg) Peso (N)

230 (kV) 250 2450

Tabla 19

66

132 (kV) 190 2058

3.4.

Interruptores

Los interruptores escogidos son:

230 (kV) 3AP1 - F1 245 Siemens

Interruptor

132 (kV) ABB LTB-D 170kV

66 (kV) ABB EDF SK36 84 kV

Tabla 20

Los esfuerzos producidos por el viento son:

230 (kV)

132 (kV)

66 (kV)

1.56

1.13

0.822

1528.8 2178

1107.4 1968.95

805.56 1432

Superficie proyectada (m2) 2

F (P=100kg/m )(N) F (P=177,7kg/m2)(N)

Tabla 21

Los esfuerzos por cortocircuito son:

Carga de cortocircuito(kg/m) Longitud de separación (m) Fuerza de cortocircuito (kN)

230 kV

132 kV

66 kV

41.77

34.34

69

2.5

3

1.5

1.025

1.015

1

Tabla 22

67

Los esfuerzos producidos por el peso de los interruptores son:

Peso (kg) Peso (N)

230 (kV) 1600 15680

132 (kV) 1530 15000

66 (kV) 1460 14308

Tabla 23

3.5.

Transformadores de intensidad

Transformadores de intensidad

230 kV CA-245 Arteche

132 kV CA-145 Arteche

66 kV CA-72 Arteche

Tabla 24

Los esfuerzos producidos por el viento son:

230 (kV)

132 (kV)

66 (kV)

Superficie proyectada (m2)

1.757

1.2

0.654

F (P=100kg/m2)(N) F (P=177,7kg/m2)(N)

1721.6 3059

1176 2090

640.92 1139.5

Tabla 25

68

Los esfuerzos por cortocircuito son:

Carga de cortocircuito(kg/m) Longitud de separación (m) Fuerza de cortocircuito (kN)

230 kV

132 kV

66 kV

41.77

34.34

69

3.5

3

1.5

1.435

1.015

1

Tabla 26 Los esfuerzos producidos por el peso de los transformadores son:

Peso (kg) Peso (N)

230 (kV) 650 6370

132 (kV) 500 4900

66 (kV) 335 3283

Tabla 27

3.6.

Transformadores de tensión

Transformadores de tensión capacitivos Transformadores de tensión inductivos

230 kV DFK 245 Arteche UTF 245 Arteche

Tabla 28

69

132 kV DBD 145 Arteche UTE 245 Arteche

66 kV DDB 72 Arteche UTC 72 Arteche

Los esfuerzos producidos por el viento son:

Capacitivos

230 (kV)

132 (kV)

66 (kV)

1.3

1

0.582

1470 2613

980 1742.4

570,3 1014

230 (kV)

132 (kV)

66 (kV)

Superficie proyectada (m2)

1.757

1

0.68

F (P=100kg/m2)(N) F (P=177,7kg/m2)(N)

1721 3003

980 1742.4

666.8 1185

Superficie proyectada (m2) F (P=100kg/m2)(N) F (P=177,7kg/m2)(N)

Tabla 29

Inductivos

Tabla 30

Los esfuerzos por cortocircuito son:

Carga de cortocircuito(kg/m) Longitud de separación (m) Fuerza de cortocircuito (kN)

230 kV

132 kV

66 kV

41.77

34.34

69

3.5

3

1.5

1.435

1.015

1

Tabla 31

Los esfuerzos producidos por el peso de los transformadores son:

Peso (kg) Peso (N)

230 (kV) 650 6370

132 (kV) 335 3300

66 (kV) 245 3283

Tabla 32

A la hora de tener en cuenta todos estos esfuerzos sobre la estructura para hacer el modelo sobre el cual se realizará el análisis, se ha tomado el caso más

70

desfavorables que es el que todas las fuerzas horizontales estén aplicadas en la misma dirección y en el mismo sentido.

A continuación se adjuntan las estructuras analizadas y las reacciones de estas estructuras.

4 Comprobación de que los resultados obtenidos mediante el CYPE son válidos. Antes de hacer el análisis de las estructuras mediante el CYPE , se comprobó

71

5.

Estructuras para 66 kV

72

6.

Estructuras para 132 kV

73

7.

Estructuras para 230 kV

74